2024年公用事业行业中期策略：煤硅逢电改，公用事业化

一、时间的煤硅盛开，公用事业化兑现

（一）公用事业化行情演绎，火电兑现三部曲行情

公用事业化正持续兑现，在 AH 市场中均表现良好。复盘上半年，公用事业表现良 好，GFGY（A 股）涨幅 20.03%，跑赢沪深 300 指数 17.80pct，子行业核、火、水、 绿、燃气板块分别+42/+25/+24/-4/+5%。年初至今 GFGY（H 股）样本股上涨 15.93%， 跑赢恒生指数 10.39pct，核、火、绿、燃气板块涨幅分别为+67/+18/+16/+1%。分板 块来看：（1）水电稳健增长，并且在 5 月中下旬起行情大幅加速，系来水改善和市 场风格防御；（2）核电在去年末审批机组，一季度的涨幅遥遥领先，后基本伴随水 电走向公用事业化之路，成为水电行情的放大版，H 股估值较低则更加突出；（3） 火电作为此前周期属性较强的资产，一季度能够跟随上涨主要系电价签订良好，3 月 开始具备独立行情主要系煤价的回落，5 月以来煤价逐步气温叠加电改催化，股价表 现突出；（4）A 股绿电板块表现不佳，H 股估值较低，自 2 月初辅助服务总则落地 后开始迎来股价上涨，一度涨超 30%，后有所回落；（5）A 股燃气系受城燃顺价影 响，1-4 月表现较好，后于 6 月受九丰能源等公司分红的影响板块表现再度向上。

估值处2016年以来中低位，关注估值重塑机遇。公用事业板块2020年以来走势稳中 有升，截至2024年6月28日相对沪深300指数上涨56.09个百分点。当前GFGY样本股 PE-TTM为18.83倍，PE估值居于2016年以来60%左右分位水平，且历经了2021- 2023年的盈利承压后，当前PE甚至更低且仍将下降；PB(LF，下同)当前为1.83倍， 估值居于2016年以来40%左右分位水平。不同板块的估值差异伴随公用事业化的进 程也在逐步收敛，对估值和空间的探讨我们在第二节中详细展开。

2024年一季度末公用事业股基金配置占比为1.28%，仍远低于市值占比。从基金持 仓来看，2023年以来基金持仓占比持续提升，截止2024Q1数据，水电和核电的增量 较大，水电从2023Q1的0.109%提升至0.524%，核电从0.029%提升至0.225%，火 电整体增量仍较低。但电力市值占全A的市值比例为3.53%，当前基金持仓占比仍然 较低，处于低配状态。在市场风格相对防御、红利属性持续挖掘的背景下，电力资产 长久期、盈利稳定、又在逐步提升分红，关注度提升的潜力巨大。

（二）估值提升背后的基本面：长久期下的稳定性、分红能力和 ROE

如何用公用事业化分析估值和空间？本质是基本面的差异和展望。当前市场较为关 注电力的空间有多大，尤其是在上涨幅度较大之后。在论证这个问题之前，我们还 是先回顾我们在2024年度策略《公用事业化》中使用盈利稳定性、股息率、ROE三 个维度评判子板块的公用事业化进程，并提出使用PE*ROE=PB的估值体系进行比 较。如下图所示，水电长久期、盈利稳定性强，以长江电力为例ROE超15%、股息 率也达3.5%，是公用事业化的标杆（20xPE*15%ROE=3xPB）；核电于水电资产质 量类似，久期略短，中国核电当前约为（17xPE*12%ROE=2xPB）；火电则因为盈利不稳定，纯火电公司（如浙能电力）估值体系约为（10xPE*12%ROE=1.2xPB）； 绿 电 （如龙源电力） 由于此前估值较高，回落之后 AH 差 异 仍 较 大 （15/10xPE*10%ROE=1.5/1xPB）。但是我们并不是基于估值的角度自我论证，而 更多的是回归估值背后的基本面，探讨公用事业化能否推进。

自此我们的分析要点有四，首先我们还是要探讨水电当前的估值体系如何理解。目 前水电采用股息率定价，从长电的历史数据来看，股息率基本稳定在3.5-3.7%，2022 年较为例外是因为当年利润低，市场担忧其分红较低，又叠加海外利率波动，但实 际公司分红良好。我们认为这个股息率可视为长电的合理股息率，主要由持有长电 的存量资金的资金成本决定（较为刚性，如保险）。长电承诺分红率不低于70%，因 此折算PE约为20倍。由此进行的展望分别是分红率的提升和目标股息率的下降，前 者挂钩公司治理和承诺，后者则挂钩长端利率回落降低资金成本，短期也更易受到 市场情绪的影响。视角放长，我们认为未来的分红率提升是大概率事件，资金成本 长期也或将逐步下降。水电的投资在此基础上其实是支付资金成本，撬动估值回报 的过程，在股息率逐步被市场接受后，我们认为长电未来也将走向DDM的绝对估值 之路（第三章将详细展开）。

第二点则需要更进一步，我们认为水电的估值体系中蕴含了长久期的信任感，这是 市场显著忽略的。公用事业行业的一大特征是寿命长、重资产、稳定性高，如水电站 可运转百年以上，大坝折旧四十余年到期；核电可通过延寿等运行60-80年。重资产 导致公用事业的现金流显著大于利润，进入运营期的资产分红提升空间大，且长期 伴随折旧到期和财务费用下降又可显著提升利润，增厚成长空间。同时资产稳定性 相对强，更易DDM/DCF估值，且久期越长折合估值越高。在此基础上，我们认为核 电资产类水电的属性确实较强，尽管存在铀价波动的影响，但是资产的久期突出， 估值靠近水电也并非不合理。在此基础上，未来伴随装机投产，盈利/净资产的提升 又是确定事件，空间较大。

第三点则是火电稳定性若能被市场认可，则估值势必更加公用事业化。从过往来看 火电是挂钩煤价的周期股，但伴随容量电价、辅助服务等政策出台，煤价又处于一 个相对稳定的平台期，对短期电价也无须过度忧虑，展望长期亦有煤电联动等政策 的出台。若火电的周期属性逐步弱化，未来的估值提升值得期待。如下表所示，核电 的PE及PB均在向水电靠拢，而火电当前PB较低主要系ROE的波动性较大，且尚未恢复至正常水平，伴随今年的业绩改善，火电ROE的提升值得期待，若盈利的稳定 性提升又可带动PE/PB提高，市值空间打开，对此我们在第三章进行详细展开。

第四点是未来分红能力还可提高，当前多数火电公司股息率达到3%以上。我们梳理 主要电力公司历史分红情况和股息率，2024E股息率用2024年归母净利润扣除永续 债利息后比当前市值，截至6月28日，预期股息率较高的是华能、华电港股，以及申 能股份、内蒙华电、广州发展、华润电力、浙能电力等。在考虑24年分红率时，多 数公司保底维持当前分红水平或在24-26年提出较21-23年更高的分红规划，分红能 力在盈利稳定且公用事业化后仍存在提升空间。

（三）中报业绩展望良好，时间的煤硅仍将演绎

2024年1-5月，电力、热力生产和供应业利润总额同比增长35.0%。国家统计局发布 全国规模以上工业企业盈利情况，公用事业行业利润近三年持续高增，1-5月电力、 热力、燃气及水生产和供应业实现营业收入49885.7亿元，同比增长4.8%，利润总额 3233.6亿元，同比增长29.5%。其中电力、热力生产和供应业利润总额同比增长35.0%， 燃气行业同比增长1.2%。4-5月的数据来看，电力、热力生产和供应业利润总额为 4918.5亿元，同比增长41.7%，相比一季度环比也有所提升。

近期印尼烟煤价格持续下降，较国内现货煤价价差收窄，预计煤价旺季不旺。根据 百川盈孚数据，6 月 28 日，广州港外贸动力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价 格分别为 678、802、952 元/吨，环比上周同期分别变化 0.6%、0.1%、0.2%。目前 动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 888 元/吨，2023 年 5 月以来海内 外煤价同频大幅下跌，8-9 月有所回调后，2024 年 2 月以来继续下跌，当前秦皇岛 动力煤 Q5500 价格低于印尼烟煤（Q4200 换算为 Q5500）28 元/吨。回顾本轮煤价 走势，电厂在 3 月末开始的补库是对煤价非常重要的影响因素，当前电厂库存高位， 预计煤价稳中有降，但预计总体保持平稳。

近期港口煤炭库存持续攀升，或对迎峰度夏期间煤价快速走高形成一定压力。2023 年 12 月以来北方港、广州港煤炭库存持续下降，2 月以来有所回升，近期北方港库 存小幅上升、广州港库存大幅上升。根据秦皇岛煤炭网，截至 6 月 28 日，秦皇岛 港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别为 599、488、215、190 万吨， 合计库存 1492 万吨，位于近一年 62.6%分位，广州港口库存 4 月以来大幅上升， 基本位于近一年来最高位。

预计光伏产业链供给过剩，全年价格仍维持低位。根据PVinfoLink数据，组件出口量 连续衰退，23年下半年由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回落，2024 年6月26日182mm单晶组件现货价格降至0.78元/片。受到供给过剩影响，全年原料 价格仍维持低位。展望未来，我们认为伴随组件价格的下降以及储能成本陆续清晰， 需求释放或可期。

二、被低估电力体制改革——电力价值的具象化

（一）轻松理解电力体制改革——系统的破壁

电力系统看似纷繁复杂，但实际可以轻松的用四句话来概括。（1）在能源转型和安 全的背景下，绿电装机和发电量占比势必提升；（2）由于绿电发电的不稳定性较强， 需要火电等调节性电源发挥作用；（3）在此基础上，电网的输送能力需要增强，特 高压和配电网建设势必加速；（4）绿电短期来看盈利能力承压，因此长期的经济性 需要保障。我们去年8月发布电改框架《系统的“破壁”》，就是为了描述上述问题 和破局方案。我们认为一方面通过短期发电成本的回落和长期的电价理顺，电力系 统的“蛋糕”做大，然后通过电价和市场化交易的改革是电力系统重回稳定。在此情 境下：火电全面转型调节性电源、电网建设加速、绿电装机提升。看好火电的调节价 值挖掘，这是当前改革的重中之重。

2023年末我国风光装机占比已升至36%，全口径发电量占比已超15%。根据国家能 源局数据，2023年全国风电、光伏装机分别新增76、217GW，同比分别增加20.8%、 55.2%，风光合计占全部装机的36.0%、同比大幅增长6.4个百分点。装机快速提升 带动风电、光伏全口径发电量分别同比增长16.2%、36.7%（有别于月度披露的规模 以上口径），风光发电量合计占比升至15.5%、同比提升2.1个百分点。在风光发电 量高速增长的同时，也带来日益严峻的消纳问题。

新能源出力与用电负荷不匹配，鸭型曲线愈加明显，导致电力系统的不稳定性正持 续增强。由于风光资源波动不可控，电力系统的不稳定性正持续增强，中午日照最 强时光伏出力达到峰值、而用电负荷高峰出现在傍晚时刻，伴随光伏接入比例增高、 鸭型曲线愈加明显；且我国风光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于 沿海发达地区，时间及地域错配问题均较为突出，风光消纳成为新型电力系统发展 痛点。

（二）先改电价、再推市场化——电改金字塔

用“电改金字塔”来理解改革节奏：首先要明确不同电源的各种价值、其次是通过 全面的市场化推进、最终是电力恒等式。全面的电力系统改革需要如下步骤：（1） 首先要反映每个电源的所有价值（如环境价值、调节价值、基荷价值、发电成本）， 因此我们看到去年11月反映煤电让出负荷的容量电价落地、今年2月反映调节价值的 辅助服务电价纲领性政策出台、分时电价也逐步出台，未来将更加全面；（2）其次 是完善市场化机制：在价格机制完善后，中长期市场、现货市场、辅助服务市场将逐 步落地，当前各省建设框架出台，后续就是引入更多交易主体；（3）最终是电价恒 等式：即各类电源的价值均应得到反映，例如绿电电价+调节成本挂钩火电电价+环 境成本。

节奏上来看，我们在去年11月发布的公用事业2024年度策略《公用事业化》中就提 出电改的节奏，2023看容量电价、2024看煤电联动+调峰电价+分时电价、2025看环 境溢价+现货及辅助服务市场。我们对脉络进行进一步的阐述和复盘： （1）从电价的要素来看（2023-2024），2023年容量电价落地后，辅助服务也开始 得到度量，此外近年来国家持续落地的是峰谷价差的政策、以及煤电联动也是推进 的方向（尤其是若今年浮动比例上下限不重新调整，市场化交易出的煤价上浮比例 就将反映煤电联动的事实，浙江和广东已有推进），金字塔的价格底座已经稳固， 2025年环境溢价也有望落地； （2）从市场的要素来看（2024-2025），中长期市场目前覆盖范围较广，现货市场 交易规则已经出台、其交易试点也将推广，而重点的辅助服务市场价格机制的建设 当前已加速，同时伴随容量电价推行久期拉长后，预计相关容量、辅助服务市场化 建设速度也将加快； （3）从金字塔的顶端的电力恒等式来看（2026及以后）：我们认为伴随绿电环境溢 价的体现和各类辅助服务市场的落地推广，最终现货市场将全面铺开，最终将形成电力的统一价格形态。当前各省现货市场框架均陆续建立，部分省份已推进至连续 运行，价格机制理顺后现货市场将全面引入参与主体，充分反映发电价值、环境价 值、调节价值，甚至是更具体的时间错配和空间错配。

（三）电力供需仍然紧张，装机增长+消纳提升

测算2024全年全社会用电量同比+7.2%，其中二产用电量同比+5.7%。我们以 2021~2023年当月用电量2年复合增速作为2024年一产、三产、城乡居民用电量同比 增速，2021~2023年当月用电量2年复合增速及2019~2021年当月用电量2年复合增 速的均值作为2024年二产用电量同比增速（额外对8-12月的基数效应做一定调整）， 则2024年我国全社会用电量同比增速有望达7.2%，一产、二产、三产及城乡居民用 电量同比增速分别为10.6%、5.7%、10.4%、9.4%。（均为计算值，与披露值有差 异）。

预计2024年全国规上发电量同比增长4.6%，水电恢复叠加绿电增长、火电发电量同 比小幅下降。参考前述用电量测算及2024年1-5月发用电量比例（发电量为规模以上 口径，下同），则2024全年全国发电量同比增长4.6%。分电源来看，水电、核电装 机考虑一定增长，水电利用小时数恢复至2019~2020年均值水平，核电利用小时数 保持稳定，则全年水电发电量同比增长18.4%、核电发电量同比增长2.5%。风电、 光伏装机考虑全年新增70、280GW，月度投产节奏参考历年逐月新增装机占全年比 例，风电利用小时数维持历史平均水平，光伏考虑消纳压力下、利用小时数较均值 下降5%，则全年风电、光伏发电量同比分别增长11.7%、47.7%。在全国发电量同 比增长4.6%的情况下，倒算火电发电量同比-0.60%。2024年1-5月新能源装机已新 增101GW（同比+29.0%），预计全年新能源装机仍保持快速成长下，消纳需求进一 步提升。

除消纳需求增长外，我国最大尖峰负荷亦持续增长。近年我国电网负荷不断突破新 高，每年5月（南网水电枯转汛）、7-8月（全国迎峰度夏）、12-1月（全国迎峰度冬） 电力供需紧张。2021年冬季及2022年夏季部分省份均出现不同程度的有序用电、限 电措施，尖峰容量短缺问题逐步被重视。根据国网能源院《中国电力供需分析报告 2024》，综合电力需求、电力供应情况，并考虑备用容量、机组检修/受阻、跨省跨 区互济等因素，预计2024年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。

三、公用事业化β强化，板块α初现端倪

（一）火电：四阶段上涨，关注高 ROE、高分红、高成长、低估值

总结：我们认为，今年上半年的火电经历了从周期三部曲到价值三部曲的过程，并 且个股的走势开始形成差异，低估值、高ROE、高分红、高成长的公司在迅速得到 挖掘且并不区分AH，其内生性的挂钩区域电力供需（影响了电价和电量）、长协煤 的比例、成长性的来源（优质水电和重点地区的火电比较受重视）。并且展望未来， 我们将看到火电通过容量电价和辅助服务的挖掘，叠加煤价也或将相对平稳，火电 的稳定性将大幅提升，迎来估值的进阶。 有趣的复盘：火电从周期三部曲到价值三部曲。一季度火电周期三部曲清晰演绎， 当前价值三部曲正在进行中。我们在去年12月24日提出火电的周期行情三部曲，即 （1）12月末各省电价的陆续落地论证电价并未大幅下降，基本确认2024年的收入稳 定；（2）2024年1月初的年报业绩预告明确减值预期，火电开启主升浪；（3）2024 年3-4月的年报一季报，持续验证火电度电盈利能力。5月中下旬至今，煤价已平稳 一个月有余，二季度容量电价执行良好、测算折火电口径度电均超2.4分，价值三部 曲正在演绎，公用事业化程度有望提升。

在此过程中，年初至今火电公司又分四批次陆续启动行情，个股α的分化或将出现 演绎。我们通过统计近20家火电公司2024年初至今涨跌幅，以上涨超10%日期作为 行情启动时间节点，总结规律如下：（1）1月末龙头及优质地方电力公司率先启动 行情：龙头公司华能国际、华电国际，优质地方电力浙能电力（高ROE、高分红、 高成长）、申能股份（高分红）、皖能电力（高成长）；（2）2月末类煤电一体属 性公司启动：国电电力（长协煤90%+），内蒙华电、新集能源（煤电一体），中国 电力（煤电联营、港股），华电国际电力股份（长协煤80%+，港股），并且这类公 司在4月煤价见顶后，基本并未出现调整；（3）3月初低估值火电公司集中启动：湖 北能源、福能股份、大唐发电、华润电力、广州发展等AH两地低估值火电陆续上涨； （4）4月下旬部分公司受事件及业绩驱动等补涨：赣能股份（一季度业绩超预期）， 西昌电力、明星电力（国网系平台）。

基本面的支撑在于，高ROE、高分红、高成长、低估值的公司具备相对优势。过去 几年由于煤价飙升且长协履约不足，火电公司的报表严重缩水。但当前煤价企稳、 容量电价执行下，绝大部分火电公司能保障较高ROE水平（10%左右）且能快速修 复净资产；部分公司资本开支相对有限、开始逐步提升分红比例，股息属性亦凸显 （股息率超5%）；部分公司具备未来水电、火电装机投产高成长预期；最后在行业 β强化影响下，高ROE、高分红、高成长及低估值的公司陆续得到挖掘。

在净资产修复的同时，我们还将看到伴随电改火电未来的盈利稳定性将大幅增强。 火电作为在运规模大、覆盖效果好、调节能力强的基荷电源，是全社会调节成本的 左侧。能源局提出火电将通过容量电价反应固定成本（折旧）、电量电价反应变动成 本（煤价）、辅助服务反应调节成本（消纳），结合改革政策进行测算，我们预计 ROE中枢将维持在10%。展望未来，我们将看到火电通过容量电价和辅助服务的挖 掘，叠加煤价也或将相对平稳，火电的盈利稳定性将大幅提升，迎来估值的进阶。

（二）水电：来水改善量价齐升，走向 DDM 估值之路

总结：我们认为，今年上半年的水电经历了来水改善下的量价齐升，提升了对于盈 利的预期，并且也撩拨了市场降低目标股息率的思绪。我们认为水电本质的估值体 系是DDM模型，当前比较常用的股息率模型可视为DDM的简化（20xPE≈70%的分 红率/3.5%的目标股息率），我们相信未来水电将会提高分红率，而市场对其要求的 目标股息率也将结合存量的资金成本和新增的低利率时代的资金成本综合而来，目 标股息率将会回落。 二季度来水同比偏丰，主要流域入库流量同比提升2-5成。根据各省水文网站数据， 自然来水来看，截至6月15日，二季度各流域的来水偏丰2-5成左右，金下-长江流域 乌东德电站平均入库流量同比+16.1%，长江上游三峡电站平均入库流量同比 +24.4%；雅砻江流域锦屏一级电站平均入库流量同比+50.4%，官地、二滩的入库流 量同比提升2成；澜沧江、红水河来水持续向好，小湾、龙滩电站平均入库流量同比 +42.5%、+68.1%；清江水布垭电站24Q1入库流量同比+199.2%，Q2流量有所下滑， 同比+19.4%。

当前长江、雅砻江蓄水情况良好，水布垭Q2流量下滑当前水位偏低。根据各省水文 网站数据，5月末多数电站水位同比偏高，乌东德、白鹤滩、溪洛渡分别位于 51%/15%/44%的蓄水分位，去年同期为19%/10%/9%。雅砻江锦屏一级和二滩电站 二季度水位回升，分别位于38%/34%的分位，保持汛前正常水位，且同比偏高。最 新6月15日，乌东德、溪洛渡、锦屏一级水位较去年同比偏高10、15、29米，其余电 站同比约持平。澜沧江小湾电站蓄水较好，当前水位位于40%分位，去年同期19%； 龙滩电站5月以来入库流量提升，当前位于49%的蓄水分位；清江水布垭电站二季度 入库流量下滑，当前水位同比偏低11.4米。

水电低成本优势显著，电价普遍上浮。长江电力收购乌白、乌白电价高于此前平均 电价，带动整体电价提升；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价提升； 雅砻江送苏电价提升、省内电价上浮电价增幅达11%，带动国投电力电价提升10.3%； 川投能源、黔源电力因光伏电价较高，整体电价上浮；桂冠电力电价微增。整体来 看，水电电价低于其他各电源，安全垫较厚，在供需偏紧的情况下电价更容易提升。

测算5月长江电力发电量同比+22.4%，1-5月发电量同比+5.7%。长江电力溪向三葛 四座电站均有日度高频水情数据和历史发电量数据，可根据我们提出的水电电量测 算模型进行测算。5月来水已有明显改善，长江电力发电量同比增幅显著，最新测算 5月发电量220.99亿千瓦时（同比+22.4%），1-5月发电量927.10亿千瓦时（同比 +5.7%），4-5月发电量399.64亿千瓦时（同比+24.6%）。累计发电量增速提升（1- 3月同比-5.5%、1-4月同比+1.4%），当前各电站来水好转，叠加去年同期低基数， 二季度有望迎发电量拐点。

测算5月雅砻江水电发电量同比+23.6%，1-5月发电量同比-6.8%。雅砻江水电当前 运营管理七座电站，我们根据发电量测算模型分别对每座电站进行单独测算，国投 电力自2022年三季度起不再公布分电站发电量数据，模型测算结果可作为参考。测 算5月雅砻江水电实现发电量45.31亿千瓦时（同比+23.6%），1-5月发电量298.73亿 千瓦时（同比-6.8%），4-5月发电量102.45亿千瓦时（同比-4.1%），雅砻江流域年 初至今来水均偏枯，累计发电量增速有所下滑，但5月末较4月末有所改善。

从估值角度进行探讨，我们认为水电当前仍采用股息率定价模型，其作为简化的DDM模型，分红金额、合理股息率是关注重点。对于股息类资产来说，DDM估值的 分红、风险溢价、久期是三大决定因素，也是对比不同资产估值高低的关键。股息率 定价模型则主要关注短期分红，久期和风险溢价的影响蕴含在合理股息率的高低中。 从股息率定价向DDM定价切换的关键，在于长周期可预期的分红，这取决于公司的 分红承诺及过去的分红政策对市场预期的强化，长江电力2023年收购乌白之后水电 业务已完全成熟，稳定下来的年度分红将成为未来长周期分红预期的锚点，同时公 司最新一期的分红承诺时间区间是2021-2025年，下一个阶段的分红承诺同样重要， 将进一步夯实未来的分红预期。

参考海外公用事业公司在利率下降周期中的股息率变化。南方电力是美国公用事业 龙头公司，连续30年以上稳定分红，绝大多数时间股息率高于美债收益率。利率变 化的影响需要区分为长期趋势和短期趋势：从长期来看，1990年至今，美国国债收 益率从8%以下降至如今4%以下，长期利率的中枢是下降的，公司的股息率也随之呈 下降趋势，因此利率的长期变化趋势会影响到公用事业股的估值；从短期来看，2019- 2020年美债收益率迅速降至1%以下，两家公司的股息率中枢并未出现明显变化，在 2022年利率大幅提升后，股息率也并未明显提高。长期利率变化趋势影响估值、短 期则无影响，究其原因，公用事业股作为一种稳定性资产，其回报率要求一方面取 决于社会存量负债成本（资金成本）、一方面取决于替代资产收益率（机会成本）， 两者共同决定了公用事业股的股息率下限，而只有长期的利率变化趋势才会修正下 限，短期利率波动影响较小。

（三）核电：装机增厚成长空间，质优价廉

总结：我们认为，核电从资产质量贴近水电，即长久期、重资产、可分红的特征，尽 管核电存在铀价波动的影响，但是长期来看我们仍认为其相对稳定，与此同时核电 机组的审批进入常态化，其建设的节奏确定，核电的ROE中枢未来也将提升，我们 看好估值中枢跟随水电提升，同时盈利的成长性也将得到挖掘。而且从融资的角度 来看，未来缺口并不大。因此核电质优价廉，远期空间广阔。 核电机组常态化审批已有2-5年，长期成长性已得到验证。根据中国核能行业协会， 截至2023年末我国核电装机达57GW，国务院2023年共核准10台机组。根据中电联 数据，在建机组稳定投产，核电成长加速。目前中国核电在运23.75GW，在建+核准 装机17.57GW。中国广核在运30.57GW，在建+核准装机13.24GW，2035年目标 70GW。短期来看，在建+核准机组将在2024-2030年陆续投产，2024年预计防城港 #4和福建漳州#1投产，2026-2027年将是核电装机投产高峰期，核电成长逐渐加速。

我们以杜邦分析法分析核电公司ROE变化，并与长江电力进行对比。中国核电和中 国广核的资产主要通过自建形成，因此体内在建工程比例较高，总资产周转率偏低， 当在建工程转固后，总资产周转率呈提升趋势，同时在建工程带来较高的资产负债 率，在降低负债率的过程中ROE也随之降低，核电的毛利率净利率则相对稳定，未 来伴随在建工程转固，总资产周转率提升、资产负债率下降带动财务费用下降、净 利率提升，ROE仍能维持当前水平并有望提升。与之不同的是，长江电力采用收购 模式增加资产规模，在建工程比例极低，资产负债率则一次性提高后逐渐降低，毛 利率随来水波动，同时长江电力当前分红率较高，ROE能维持较高水平。

核电仍处资本开支高峰期，但预计股权融资规模有限。由于核电公司当前储备核电 机组较多、且预期未来将持续有新机组核准，资本开支规模较大，我们梳理两家核 电公司在建及已核准机组总投资，并假设未来2024-2030年年均新增4台机组核准， 未来的机组假设单台机组装机120万千瓦、投资200亿元。我们假设核电建设期7年， FCD前投资比例10%，第1-6年投资比例分别为10%、16%、20%、19%、15%、10%， 在2036年全部投产完毕，核电资本开支高峰出现在2029年前后，每年投资达到800 亿元左右。中国广核惠州、苍南共6台机组由集团投资建设，并承诺在开工后五年内 注入公司，假设按照总投资的30%、1.2倍PB的标准收购。以广核为例，由于资本开 支较高，中国广核已发布可转债发行预案，拟募资49亿元用于陆丰2台机组建设，中 国广核2023年末资产负债率分别为60%，自身报表仍有融资空间。

（四）绿电：在低估值的基础上关注风电等优质资源

若电力系统改革推进则绿电的商业模型有望得到完善，重点是低估值修复。我们认 为绿电从当前情况来看尚存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落，引发消纳忧 虑；（2）非保障利用小时部分的市场化竞争报价，消纳进一步承压；（3）现货市场 部分电价承压；（4）配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽管当前 风机组件价格有所回落，火电的辅助服务电价预计也将缓解配储成本，但绿电的商 业模型仍未显著改善。我们认为电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以及市场 化交易等，从长期来看，将会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的盈利模 型。绿电远期有望迎来改善，短期重点关注的是低估值修复。

三北地区消纳压力大，绿电的长期盈利模型仍有压力。根据全国新能源消纳监测预 警中心数据，4月全国风电利用率96.1%（3月为96.3%，下降0.2pct）、光伏利用率 97.1%（3月为96.4%，提升0.7pct），全国风光消纳率较为安全，但三北地区压力较 大，西北风电平均消纳率为95.3%，东北风电平均消纳率93.2%，西北光伏平均消纳 率93.6%，东北光伏平均消纳率95.5%，三北部分省份消纳率降至95%以下，华东、 南方等地仍保持95%以上利用率。数据端若后续无持续改善，则反映我国风光消纳 瓶颈已持续显现，伴随未来新能源建设仍将加速，调节资源的稀缺性持续突出，绿 电的盈利能力长期来看仍有压力。

在上述基础上，我们认为存量风电具备更好的价值，尤其是海风。我们认为风电出 力相对平稳，调节性资源的支出相对较低。对于存量的陆风项目，占据优势风资源 区，未来可以通过以大代小的方式提升发电效率。对于海风项目来看，利用小时数 高，如福建海风等效满负荷小时数可达到3000~4500小时，又处于电价较高的沿海 地区，项目IRR超15%。

（五）燃气：天然气消费量或将增长，关注城燃价格理顺

年初至今天然气表观消费量高增，LNG进口量同比+17.4%。2023年天然气表观消费 量3900.35亿立方米（同比+7.2%），回归正增长，2024年天然气供需关系将从紧平 衡过渡至平衡相对宽松。2024M1-5天然气表观消费量同比增长10.8%，预计全年天 然气消费量将接近4300亿方，天然气需求维持较快增长，国际天然气价格走低，LNG 进口量显著提升，1-5月天然气累计进口量同比+17.4%。

多地推动燃气价格理顺，期待顺价落地城燃盈利改善。2023年，国家发改委出台《关 于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》在其指导下，国内天然气顺价 工作提速，国内多地开启居民用气销售价格联动调整，理顺民用天然气价格和气源 成本的关系。多地用气端价格增幅在10%-20%左右，部分伴随20%的上浮空间，期 待未来更多城市逐步理顺燃气价格，城燃公司或也将迎来业绩提升。

以蓝天燃气为主的多数燃气公司常年保持高分红。蓝天燃气2022、2023年分红率分 别达83.5%、97.1%，佛燃能源2020年至今分红率均接近70%，陕天然气、贵州燃气、 成都燃气、新疆火炬、皖天然气等2023年分红率均提升到50%左右，凸显行业公用事业属性。蓝天燃气承诺未来三年的分红率不低于70%，2021年上市的九丰能源近 期同样发布分红承诺，24-26年的分红包括固定和特别分红两部分，固定分红每年分 别为7.5、8.5、10.0亿元，而当利润同比增长超过18%后，会有不定额的特别分红。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）